问题——新能源占比提升倒逼“能存、能调、能稳” 近年来，我国风电、光伏等新能源装机规模快速增长，电力系统的“随机性、波动性、间歇性”更加突出：白天光伏出力高时可能出现电力富余，夜间或无风少光时又面临供需紧平衡；同时，极端天气增多、负荷峰谷差扩大，也对电网调峰、调频和应急保障提出更高要求。如何把“发得出”的电更好地“存起来、调起来、用起来”，成为构建新型电力系统的重要课题。 原因——盐穴压缩空气储能以“长时大容量”补上关键拼图 多种储能路线中，压缩空气储能的思路是将电能转化为“压缩空气势能+热能”保存：在用电低谷利用富余电力压缩空气并注入密闭空间；在用电高峰释放高压空气驱动透平发电，实现削峰填谷和电网支撑。相比部分化学储能技术，压缩空气储能容量更易做大、寿命周期更长、对关键材料依赖相对较低，适合承担电网侧长时储能和系统调节任务。尤其在新能源基地与负荷中心之间输电压力增加的背景下，具备规模化潜力的机械储能需求更加凸显。 影响——示范项目“并网即战力”，带动技术与产业协同升级 据了解，国信苏盐淮安盐穴压缩空气储能示范项目2号机组一次并网成功后，项目实现全面投产。此项目依托废弃盐穴建设两套300兆瓦级非补燃机组，采用高温绝热压缩与多介质储热等集成技术路线，储能规模达2400兆时、转换效率达71%，处于国际领先水平。项目年发电量约7.92亿千瓦时，可满足约60万户家庭一年用电需求；同时具备显著节煤减排效益，对提升区域电网调节能力、促进新能源消纳形成直接支撑。 同时，该项目在关键装备与系统集成上推进国产化攻关——形成可复制的工程经验——有助于带动储气密封、压缩膨胀设备、储热材料与系统控制等产业链协同发展。随着更多规模化工程落地，“以应用促迭代”有望加快技术成熟、标准完善与成本优化。 对策——拓展适用场景、完善机制与标准，推动从“可建”走向“好用” 压缩空气储能选址过去对地质条件要求较高，盐穴资源分布也具有区域性。为扩大可部署范围，科研和工程界正探索利用废弃矿井等地下空间建设储气库的方案，借助既有巷道与管道施工工艺降低成本、缩短工期，提高储能资源可获得性。同时，推动机械储能高质量发展，还需三上形成合力：一是加快电力市场机制建设，完善容量补偿、辅助服务、峰谷价差等收益机制，让储能价值“算得清、拿得到”；二是完善安全与并网技术标准，强化系统级安全评估、应急处置与全生命周期运维；三是统筹规划“源网荷储”一体化布局，避免储能孤立建设，提高系统效率与综合收益。 前景——成本优化叠加政策牵引，机械储能将加速承担电网级“压舱石”角色 从全球趋势看，电网侧对长时储能的需求持续上升。抽水蓄能、压缩空气储能等机械储能路线因安全性较高、寿命较长、适配电力系统调节需求，仍是电网级储能的重要方向。业内数据显示，近年来机械储能单位投资成本总体下降，随着设备国产化、工程规模化与运维体系成熟，其度电成本有望深入降低。 政策端也释放了更清晰的信号。《新型储能规模化建设专项行动方案》提出，到2027年新型储能装机规模力争达到1.8亿千瓦，并带动投资约2500亿元。随着政策、市场与技术协同发力，压缩空气储能等机械储能有望在更多地区进入规模化部署，与电化学储能形成互补，共同提升新型电力系统的韧性与灵活性。
能源是经济社会发展的基础支撑，储能是构建新型电力系统的关键环节；淮安项目全面投产，既表明了我国新型储能技术创新的进展，也为能源转型提供了可落地的样本。从盐穴到矿井，从技术突破到工程应用，中国正探索一条契合资源禀赋、具备国际竞争力的储能发展路径。这不仅关系能源安全与绿色转型，也与碳达峰、碳中和目标紧密相连。随着更多创新技术加快落地，我国有望在全球能源变革中贡献更多可复制的经验与方案。